Каталог :: Геология

Статья: Гидроразрыв пласта

Аннотация
В данной работе авторами предлагается прогнозирование эффекта после ГРП на
Вынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще не вступили в
эксплуатацию, для этого используются фактические зависимости увеличения
дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров.
                                                                  
     

А.А.Телишев, Е. В. Боровков

Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении. Вынгаяхинское месторождение открыто в 1968 году, в разработке с 1986 года, согласно технологической схеме разработки 1984г. Основным объектом разработки является пласт БП111. В настоящее время месторождение разбурено на 80%, бурение ведётся на северном участке залежи, в районе разведочных скважин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р и 15Р. Северный участок рекомендовано [1] разбуривать с применением гидроразрыва пласта, так как эта зона характеризуется наиболее ухудшенными геологическими характеристиками и низкими фильтрационно – емкостными свойствами (таблица).

С целью проектирования гидроразрыва пласта БП111 на Вынгаяхинском месторождении, оценки эффективности и дополнительной добычи нефти были выявлены зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров – kпор., kпрон., kнн. , kпесч., нефтенасыщенной толщины. В расчёт принимались скважины, в которых прирост дебита нефти составил более 5 т/сут. Первая выявленная степенная зависимость – увеличение дебита нефти от проницаемости, которая представлена на рисунке.1. Уравнение, описывающее кривую имеет вид: у = 15,603x 0,223; [1]

Где у – qн, х – kпр. коэффициент корреляции R составляет 0,761. Рис.1. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от проницаемости. Вторая зависимость, представлена на рис.2 - увеличение дебита нефти от пористости, уравнение описывающее линейную зависимость имеет вид: у = 2,7552x-26,558; [2] Где у - qн, х – kпор. коэффициент корреляции R - 0,723.

Рис.2. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от пористости. На рис.3 представлена третья зависимость увеличения дебита нефти от нефтенасыщенной толщины. Уравнение описывающее зависимость имеет вид: у = 7,2888x-14,036; [3] Где у –qн, х – hнн.

коэффициент корреляции R - 0,787. Рис.3. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от нефтенасыщенной толщины. Для коэффициента песчаннистости и насыщенности зависимости имеют коэффициент корреляции меньше 0.1, поэтому не рассматриваются. Наиболее высокий коэффициент корреляции получен в зависимости [3], рис.3. Ранее {1}, была получена зависимость (для северного участка залежи) изменения дебита нефти во времени, (кривая падения дебита нефти), которая имеет следующий вид: у = -0,5869х + 21,032; [4] где у -qн ( прирост дебита, т/сут. ), х – время продолжения эффекта, мес. Зная усреднённые геологические параметры не разбуренного северного участка залежи и уравнения описывающие зависимость увеличения дебита нефти после ГРП, можно определить qн - величину прироста дебита нефти в скважинах в которых будет проведён ГРП. При средней нефтенасыщенной, толщине равной 6 м., дебит нефти после ГРП, определяется по зависимости [3] и составляет 29,2 т./сут. Средняя продолжительность эффекта (t) от ГРП определяется по зависимости [4] и равна 29 месяцам. Полученные значения увеличения дебита нефти после ГРП и времени продолжения эффекта, позволяют определить величину дополнительной добычи по формуле [5], которая составит 25,2 т.т на скважину.. qн = ( 7,288*hнн – 14.0,36) * ( - 0.5869*t + 21.032) [5] Таким образом, при бурении скважин на северном участке пласта БП1 11 Вынгаяхинского месторождения, в зонах с нефтенасыщенной толщиной не менее 6 м. и проведении в этих скважинах гидроразрыва, позволит нам дополнительно добыть в среднем 25 тыс.т. нефти на скважину. Список литературы: [1] ”Анализ применения гидроразрыва пласта на Вынгаяхинском месторождении”. ОАО “СибНИИНП” Телишев А.А., Чебалдина И.В., Михайлова Н.Н., Мостовая Т.Ю.